Processamento de Dados Sísmicos Antigos
Milton J. Porsani e Reynam da Cruz Pestana
Resumo
Cerca de 300.000 km lineares de linhas sísmicas terrestres e 800.000 km de linhas marítimas adquiridas pela PETROBRAS nas décadas de 80 e 90, de 29 bacias sedimentares brasileiras, são atualmente de domínio público e encontram-se sob a guarda da ANP. Esse acervo de dados possui valor inestimável para a indústria do petróleo. O re-processamento daqueles dados, utilizando novos métodos de filtragem, de empilhamento e de migração, pode adicionar informações valiosas sobre as feições e estruturas geológicas de interesse exploratório em novas áreas ou mesmo em reservatórios conhecidos. O processamento sísmico dos dados terrestres é bastante prejudicado pela baixa razão sinal/ruído devido ao ground-roll, aliada à baixa cobertura sísmica e/ou ausência de resposta
sísmica. O pequeno número de canais dos sismógrafos dos anos 80-90 reduz a multiplicidade e a eficiência do empilhamento CMP. Nesse contexto é bastante importante o uso de métodos eficazes de filtragem para melhoria da razão sinal/ruído e da qualidade do sinal sísmico. Nesse capítulo apresentamos os aspectos gerais do método sísmico de reflexão e um resumo das etapas que compõem o fluxograma básico do processamento sísmico. Exemplos numéricos ilustram o desempenho de alguns novos métodos atualmente disponíveis para o processamento sísmico.
Palavras-chave: Processamento sísmico;
atenuação do ground-roll; deconvolução; empilhamento CMP, método CRS.
Abstract
Approximately 300,000 km of land, and 800,000 km of marine seismic lines acquired by PETROBRAS in the 80s and 90s, from 29 of the Brazilian sedimentary basin are presently available to the public at the ANP. That collection of data has an immensurable value to the oil industry. The seismic reprocessing, by using new filtering, stacking and migration methods, may allow the addition of important information about the subsurface geology and reveal stratigraphical details of exploratory interest for new areas of even for known reservoir. Seismic processing of land data is affected by the low signal to noise ratio due to the ground-roll, allied to the low seismic coverage and/or absence of seismic response. The small number of channels of seismographers in the 80s and 90s reduces the multiplicity and efficiency of the CMP or CRS stacking methods. In such context the use of effective filtering methods is important in the improvement of the signal to noise ratio, and the quality of the seismic signal. This chapter presents the general aspects of the seismic reflection method, as well as a summary of the steps, which make up the basic flowchart of seismic processing. Numerical examples illustrate the performance of some new methods available, at the moment, for seismic data processing.
Keywords: Seismic processing, ground-roll attenuation, deconvolution, CMP stacking, CRS method.
1. INTRODUÇÃO
As vinte e nove bacias sedimentares brasileiras, que despertam interesse exploratório, compreendem uma área total aproximada de 4,58 e 1.44 milhões de km2 em terra e mar, respectivamente (Onip, 2003). Os levantamentos sísmicos 2D, catalogados como anteriores a 1995, perfazem os totais aproximados de 323 mil km lineares de sísmica terrestre e de 816 mil km de sísmica marítima. De modo geral, pode-se dizer que a qualidade dos dados sísmicos marítimos é tida como boa (Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Campos, Santos, Pelotas) ou regular (Potiguar, Sergipe-Alagoas, Jequitinhonha), enquanto que nos dados terrestres a qualidade é pobre (Recôncavo, Potiguar, Amazonas) ou regular (Jequitinhonha, Sergipe-Alagoas, São Luis). Todo esse volume de dados sísmicos, que pode ser considerado como antigo, juntamente com os dados 2D e 3D, adquiridos na última década por empresas concessionárias, agora são de domínio público, e encontra-se sobre a guarda da ANP e disponível no Banco de Dados Exploratórios da ANP (BDEP/ANP). Para maiores detalhes acesse o endereço www.bdep.gov.br.
A maioria das linhas sísmicas carregadas no BDEP foi adquirida há mais de dez anos pela PETROBRAS e refletem a melhor tecnologia de aquisição disponível na época dos levantamentos. A baixa cobertura sísmica dos levantamentos refletia muitas vezes o pequeno número de canais dos sismógrafos. Por outro lado, o mesmo avanço tecnológico que vem sendo incorporado, aprimorando a aquisição e a qualidade dos dados de novos levantamentos, também ocorreu no processamento sísmico e, novos métodos de filtragem, de análise de velocidades, de migração, etc. têm sido continuamente desenvolvidos, possibilitando a melhoria da qualidade das imagens sísmicas geradas. Os dados sísmicos adquiridos há mais de 10 anos, considerados como antigos ou obsoletos por alguns, não são menos importantes e seu re-processamento utilizando novos métodos de filtragem, de empilhamento e de migração, podem adicionar novas informações sobre as feições e estruturas geológicas de interesse exploratório, como também podem revelar detalhes estratigráficos de interesse para o desenvolvimento de reservatórios.
A partir de 1997, com as mudanças na legislação do petróleo (Lei No. 9.478/97) e a criação do primeiro fundo setorial, CTPETRO, várias instituições universitárias e grupos de pesquisa (UFBA, UFPA, UNICANP, LENEP, PUC, UNESP, UFRJ/COPPE, UFRN, dentre outras), com apoio de agências governamentais (FINEP, CNPQ, ANP) e empresas de petróleo (PETROBRAS, PGS, dentre outras), vem executando projetos de P&D relacionados ao setor Petróleo & Gás. Em decorrência desse processo, algumas instituições aprimoraram ou adquiriram novas competências, instalando infra-estrutura apropriada em várias áreas daquele setor. Na área de desenvolvimento de métodos e algoritmos, voltados para a melhoria das imagens sísmicas, merecem destaque: o Centro de Pesquisa em Geofísica e Geologia da UFBA (CPGG-UFBA), o Centro de Geociências da UFPA (CG-UFPA), e a UNICAMP. Atualmente, pesquisadores dessas três instituições, juntamente com pesquisadores da UFRN, UFC, UFAL, UFPE, desenvolvem projetos de pesquisa através da Rede Cooperativa de Pesquisa em Geofísica de Exploração (FINEP/PETROBRAS/CNPq), e da Rede de Geofísica Aplicada, recém criada pela PETROBRAS. Inúmeros trabalhos técnico-científicos foram publicados por pesquisadores e alunos daquelas instituições. Os textos das dissertações de mestrado e teses de doutorado defendidas estão disponíveis no formato pdf nos endereços: www.cpgg.ufba.br/~pgeof/teses-f.html,www.cpgg.ufba.br/~pgeof/dissertacoes-f.html,
Presentemente, a UFBA, UFPA e a UNICAMP, dentre outras instituições universitárias, possuem infra-estrutura e equipes qualificadas para executarem processamento sísmico especial, empregando métodos e algoritmos próprios, alguns dos quais ainda não disponíveis nos pacotes comerciais de processamento disponíveis no mercado. As novas técnicas e métodos de processamento sísmico, desenvolvidos, testados e atualmente disponíveis naquelas instituições, permitem a melhoria da razão sinal/ruído dos dados, o aumento da resolução temporal e a melhor definição dos refletores, podendo contribuir, tanto para o mapeamento da geologia de sub-superfície das bacias sedimentares brasileiras, quanto para o detalhamento da estrutura interna de rochas reservatório. Os novos métodos de processamento sísmico atuais valorizam os dados sísmicos e geofísicos do BDEP/ANP, disponíveis para novos estudos exploratórios das bacias sedimentares brasileiras.
Embora algumas bacias sedimentares possuam campos de petróleo com a produção em declínio, a exemplo das bacias do Recôncavo e Potiguar, elas ainda despertam interesses econômicos, particularmente para empresas de pequeno e médio porte, dispostas a explorar campos com produção marginal, a revitalizar campos maduros ou mesmo estudar novas áreas e novos prospectos. Os avanços tecnológicos da indústria do petróleo, relacionados ao processamento de dados sísmicos, permitem a obtenção de imagens sísmicas de melhor qualidade e valorizam consequentemente os dados sísmicos tidos como antigos ou mesmo obsoletos. A rapidez com que avança o desenvolvimento tecnológico, que revoluciona continuamente a aquisição sísmica, é tão grande que os dados recém adquiridos, tornam-se “antigos” em questão de uma década, porém não perdem sua importância porque possuirão sempre o valor intrínseco de poder revelar a geologia de sub-superfície. O fato é que os métodos, algoritmos e pacotes de processamento sísmico também têm evoluído de forma equivalente, permitindo a obtenção de imagens sísmicas de qualidade e confiabilidade cada vez maiores.
As seções sísmicas 2D, ou volumes sísmicos 3D, geradas como produto final do processamento sísmico compreendem o objeto de estudo do geofísico intérprete. De posse de imagens da sub-superfície de uma dada bacia sedimentar, o intérprete efetua (i) o mapeamento sísmico regional das principais seqüências deposicionais; (ii) a análise estratigráfica, identificação e mapeamento dos elementos litológicos, estruturais, estratigráficos e cronológicos, que caracterizam os sistemas petrolíferos da bacia sedimentar; e (iii) a identificação de novos alvos exploratórios, tendo por base as feições estruturais e/ou estratigráficas de sistemas conhecidos na bacia. Nas áreas de campos maduros, através da interpretação sísmica de detalhe e análise estratigráfica, com base em dados de poços e sismo-estratigrafia, também é possível delimitar a extensão ou a dimensão areal dos reservatórios petrolíferos.
É importante registrar a excelente contribuição para a comunidade geofísica que trabalha com o processamento sísmico, advinda com o software aberto e de distribuição gratuita, denominado CWP-SU do Center for Wave Phenomena da Colorado School of Mines (Cohen e Stockwell, 2000). Toda documentação e códigos fonte estão disponíveis no endereço www.cwp.mines.edu/cwpcodes/index.html. O CWP-SU (Seismic Unix) utiliza o sistema operacional UNIX ou LINUX e é amplamente utilizado, por estudantes e pesquisadores da área de exploração de petróleo. Nos últimos anos, a portabilidade do CWP-SU para microcomputadores tem crescido significativamente. Este software vem sendo desenvolvido por inúmeros colaboradores espalhados pelo mundo. O LINUX permite que aplicativos do sistema operacional UNIX rodem em microcomputadores. Desta forma o uso do CWP-SU tem se tornado cada vez mais atrativo e de baixo custo, sendo este, provavelmente, o fator
determinante de sua aceitabilidade, cada vez maior, por estudantes e pesquisadores, da área de petróleo principalmente, nas instituições de ensino e pesquisa.
Nas seções seguintes apresentamos os aspectos gerais do método sísmico de reflexão, os principais problemas, as etapas mais importantes para obtenção da seção sísmica empilhada, e um resumo dos principais métodos de filtragem e de migração, utilizados no processamento de dados sísmico.
2. ASPECTOS GERAIS DO MÉTODO SÍSMICO DE REFLEXÃO
O método sísmico de reflexão é o mais amplamente usado de todos os métodos geofísicos. Sua aplicação maior se dá na prospecção do petróleo a quem deve o extraordinário avanço. Ele permite gerar uma imagem da geologia de sub-superfície através do registro das ondas refletidas, sendo capaz de trazer informações de profundidades de alguns quilômetros. Através da interpretação das seções sísmicas geradas é possível fazer o mapeamento das seqüências estratigráficas e estruturas geológicas presentes nas bacias sedimentares. Esse método permite localizar estruturas tais como anticlinais, falhas, domos de sal e recifes, que podem estar associadas com a acumulação de petróleo e gás.
O método de reflexão sísmica fornece uma melhor resolução para as feições estruturais de sub-superfície do que qualquer outra técnica de prospecção indireta. O método tem um grande poder de penetração. Quando usado em ambiente sedimentar pode registrar reflexões que provêm de até sete a oito quilômetros de profundidade. Esse método trás informações úteis de qualquer profundidade, praticamente com a mesma precisão para todas as profundidades. A precisão com que este método situa os diversos estratos em profundidade só é comparada com as sondagens mecânicas. Neste ponto ele se diferencia dos demais métodos geofísicos, nos quais a precisão diminui notavelmente com a profundidade.
Os levantamentos sísmicos podem ser terrestres e marinhos. Nos levantamentos terrestres, normalmente as fontes de energia sísmica são fontes explosivas e os geofones medem, na maioria das vezes, a componente vertical do movimento. Nos dias atuais o levantamento pode ser multicomponente onde os geofones medem as componentes, horizontais e vertical do movimento do solo. Já nos levantamentos marinhos a fonte é um canhão de ar comprimido (airgun) e os receptores são hidrofones, sensíveis às variações de pressão hidrostática.
A Fig. 1 mostra a distribuição dos raios refletidos em uma camada em um meio de geologia complexa. A figura ilustra o experimento onde temos uma fonte e vários receptores. O gráfico do tempo de trânsito da onda refletida, em função da distância está ilustrado na parte superior da figura. A coleção de sismogramas correspondentes aos traços registrados nos receptores é denominada de família de traços com ponto de tiro comum. No caso particular quando os refletores forem planos e horizontais, e os receptores estiverem distribuídos em lados opostos ao longo do perfil, as curvas de reflexão serão simétricas com relação ao centro do arranjo.
Fig. 1. Representação esquemática da distribuição dos raios refletidos em uma camada em um meio de geologia complexa. (Adaptada de Hubral e Krey 1980.)
3. PROCESSAMENTO DE DADOS SÍSMICOS
O processamento de dados sísmicos de reflexão é uma atividade de rotina da indústria do petróleo e tem por objetivo a obtenção de imagens sísmicas representativas da geologia de sub-superfície. Para tanto, a qualidade dos dados sísmicos desempenha um papel fundamental e a presença de ruídos (ground-roll nos dados sísmicos terrestres) pode comprometer seriamente a qualidade final do processamento. Para cumprimento desse objetivo, os dados sísmicos são submetidos a uma série de filtragens e manipulações que podem ser subdivididas, basicamente em duas etapas: (i) o pré-processamento que compreende a preparação e tratamento dos dados através de técnicas simples de filtragem e (ii) o processamento avançado que envolve a aplicação de técnicas um pouco mais sofisticadas (deconvolução, filtragem f-k, balanceamento espectral, DMO, análise de velocidades, migração).
3.1 Pré-processamento
As seguintes etapas estão envolvidas:
1. Leitura dos dados (na maioria das vezes gravados no formato SEG-Y);
2. Montagem da geometria 2D, com a definição das coordenadas dos pontos de tiro e geofones, cálculo dos afastamentos entre fonte-receptor e determinação das famílias de ponto médio comum (CMP), (do inglês common mid-point);
3. Inspeção dos sismogramas, e a eliminação total ou parcial dos traços contaminados por ruído elétrico gerado pelos equipamentos (amplitudes anômalas e altas freqüências), e ruído transiente, causados por movimentações próximas ao arranjo de geofones;
4. Silenciamento da área ruidosa das famílias de tiro, entre o tempo zero e as primeiras chegadas, através da definição da função silenciamento (mute), e
5. Correção das amplitudes do sinal sísmico, devido ao espalhamento geométrico ou divergência esférica e a aplicação do controle de ganho automático instantâneo – AGC (do inglês automatic gain control), para equalizar as amplitudes do traço.
6. Correção estática, nos casos de levantamentos terrestres, para eliminar o atraso da onda devido à topografia irregular e zona de baixa velocidade, correspondente ao manto de intemperismo.
3.2 Correção estática
Os sismogramas de levantamentos sísmicos terrestres em regiões de relevo irregular precisam ser submetidos a uma correção denominada de correção estática. Esta correção é aplicada para corrigir as variações nos tempos de chegada das reflexões, devidas à topografia e à presença da camada de baixa velocidade, correspondente ao manto de intemperismo. A topografia irregular e a camada de baixa velocidade são responsáveis por deslocamentos constantes, que afetam igualmente todas as amostras de um mesmo traço. Porque todas as reflexões, em um mesmo sismograma, são igualmente afetadas, a correção é feita dando-se um deslocamento de tempo constante no sismograma, dai o nome de correção estática. Enquanto que no manto de intemperismo a velocidade da onda sísmica situa-se entre 300 m/s a 800 m/s, nas rochas subjacentes, ela é normalmente maior que 1700 m/s. O manto de intemperismo corresponde a uma zona de baixa velocidade sendo responsável por um atraso nos tempos de chegadas das ondas sísmicas.
A Fig. 2 ilustra o resultado da aplicação da correção estática sobre uma família de traços sísmicos de um levantamento terrestre. Fig. 2a mostra o sismograma original, sem correção, e a Fig. 2b mostra o resultado após a aplicação da correção estática. Nota-se a maior coerência das reflexões entre traços vizinhos, na Fig. 2b, resultante da aplicação da correção estática.
Fig. 2. Duas famílias de traços sísmicos de um levantamento terrestre, sem a correção estática em (a) e após a aplicação da correção estática em (b). (Adaptada de Amorin, 1985).
3.3 Etapas básicas do processamento avançado
As principais etapas nessa fase do processamento são:
1. Filtragens para aumento da razão sinal/ruído: atenuação do ground-roll, deconvolução; 2. Determinação do campo de velocidade e correção NMO nas famílias CMPs;
3. Geração da seção sísmica empilhada em tempo e,
4. Migração para corrigir o posicionamento dos refletores em sub-superfície e colapsar as difrações.
3.4 Atenuação do groundrol
O ground-roll ou ruído de rolamento está associado a ondas de superfície do tipo Rayleigh que ocorrem nas camadas de baixa velocidade, próximas à superfície, correspondentes ao manto de intemperismo. Esse ruído prejudica seriamente a razão sinal/ruído e degenera a qualidade dos registros sísmicos, demarcando os sismogramas com eventos coerentes lineares, de baixa freqüência, alta amplitude e forte inclinação, indicando baixa velocidade de propagação (entre 100 m/s a 1000 m/s). Ele ocorre nos sismogramas na forma de um cone de ruído coerente de alta amplitude e baixa velocidade de grupo (veja Fig. 3a). Normalmente, possui sua energia mais concentrada nas baixas freqüências em torno de 10 Hz. A remoção ou atenuação do
ground-roll é necessária para a obtenção de seções sísmicas de boa qualidade.
Convencionalmente a atenuação do ground-roll é feita através da filtragem em freqüência 1D ou filtragem 2D, conhecida como filtragem f-k. Vários métodos para atenuação do ground-roll têm sido propostos na literatura geofísica (Claerbout, 1983; Pestana, 1988; Melo, 2007). Os métodos de filtragem mais utilizados, f-k e passa-banda tem a desvantagem de também atenuarem o sinal.
A Fig. 3 ilustra resultados obtidos com um novo método de filtragem do ground-roll desenvolvido no CPGG-UFBA (Melo, 2007). O novo método de filtragem fornece resultados melhores que o método convencional f-k e promove um aumento significativo da resolução temporal, e ao mesmo tempo consegue revelar as reflexões que estavam mascaradas pelo
ground-roll.
Fig. 3. Sismogramas ilustrando a presença do ground-roll em (a) e sua remoção em (b).
3.5 Organização dos sismogramas em CMPs
A técnica denominada CMP, utilizada no processamento de dados sísmicos, foi introduzida por Mayne (1962). O nome CMP designa uma coleção de traços sísmicos que possuem um ponto médio, M, comum entre as fontes e os receptores (Yilmaz, 1987). No domínio CMP, cada traço da família CMP está associado a um experimento independente, envolvendo uma detonação da fonte e o registro do sismograma em um dado receptor. A reorganização dos sismogramas em famílias CMPs permite que as reflexões associadas a qualquer refletor possam ser aproximadas por hipérboles simétricas com relação ao ponto central do arranjo CMP. Este ponto une o refletor através do raio de incidência normal. Esta simetria das reflexões, que ocorre independente da complexidade da geologia, favorece a determinação das velocidades dos materiais de sub-superfície.
associado a uma família CMP, é gerado o traço de afastamento fonte-recetor nulo ou traço
zero-offset. Este traço representa o experimento hipotético realizado com a fonte e o receptor
ocupando a mesma posição. A seção sísmica obtida pela justaposição dos traços de afastamento nulo é denominada de seção de afastamento nulo ou seção zero-offset.
Quando dos levantamentos sísmicos de reflexão, o número de canais receptores utilizado para cada ponto de tiro, juntamente com o espaçamento escolhido entre os pontos de tiro, determinam o número de vezes que o refletor é amostrado, na vizinhança do raio normal. Pequeno número de canais, juntamente com o espaçamento inadequado entre os pontos de tiro, reduzem o número de traços das famílias CMPs deixando o empilhamento menos robusto ou mais sensível aos ruídos. O número pequeno de canais (12, 24, 48, 96) dos equipamentos da década de 80 e 90, (atualmente com várias centenas de canais) é responsável pelo baixo recobrimento CMP dos dados sísmicos tidos como antigos. Nesse caso, métodos mais eficazes de filtragem para atenuação de ruídos se revestem de maior importância.
Uma densa cobertura espacial do levantamento permite que os horizontes refletores sejam amostrados muitas vezes gerando uma grande quantidade de dados. A redundância de informação contida nos sismogramas é aproveitada pela técnica CMP que, através do empilhamento das amplitudes dos traços, permite o enriquecimento do sinal sísmico, a atenuação do ruído não coerente e também a atenuação das reflexões múltiplas, porque não são horizontalizadas (Yilmaz, 1987).
3.6 Deconvolução
A palavra deconvolução no processamento sísmico está associada a um método de filtragem aplicado aos sismogramas cujo objetivo é aumentar a resolução temporal (deconvolução do pulso sísmico) ou atenuar as reflexões múltiplas (deconvolução preditiva).
O modelo matemático, normalmente utilizado para representar o traço sísmico, x(t), é denominado de modelo convolucional (Robinson e Treitel, 1980; Yilmaz, 1987). Ele representa o sismograma como resultado da convolução da assinatura da fonte sísmica, p(t), normalmente gerada próxima à superfície do terreno ou do mar, com a resposta impulsional da Terra, e(t), mais ruído aditivo, n(t), x(t) = p(t) * e(t) + n(t). O símbolo * representa a operação de convolução. Idealmente, a deconvolução do pulso conseguiria desvendar a função refletividade
e(t) (ou resposta impulsional) da Terra. Este objetivo somente pode ser atingido se o ruído n(t)
for removido e se tivermos o filtro que consiga deconvolver o pulso sísmico, ou equivalentemente, consiga reduzi-lo a um impulso.
Quando a assinatura da fonte sísmica (pulso sísmico) é conhecida, a deconvolução é considerada um problema determinístico. Neste caso é possível obter um filtro capaz de comprimir o pulso a um impulso e dizemos que o filtro inverte o pulso, sendo denominado de filtro inverso (Porsani, 1996). O caso mais freqüente é quando dispomos apenas dos sismogramas e não conhecemos o pulso sísmico. O problema de obter o filtro inverso diretamente a partir dos traços sísmicos é equivalente à solução de uma única equação com duas incógnitas, ou seja, dispomos do traço sísmico e não conhecemos o pulso sísmico nem a função refletividade. Este problema é resolvido impondo algumas restrições, através do método estatístico de Wiener-Levinson (WL), que utiliza a auto-correlação do traço sísmico para obtenção do filtro inverso (Robinson, 1957; Yilmaz, 1987).
Utilizando o modelo convolucional do traço sísmico e considerando as premissas clássicas do método de deconvolução de WL: (i) o pulso sísmico é de fase mínima, (ii) a razão sinal/ruído é alta, e (iii) a resposta impulsional é representada por um processo aleatório de impulsos não correlacionáveis, então o filtro obtido a partir dos sismogramas, com o método de WL, representa uma estimativa do filtro inverso do pulso de fase mínima e o traço deconvolvido representará uma aproximação da resposta impulsional da Terra. (Robinson, 1957; Porsani e Ursin, 2007).
Vários métodos de deconvolução têm sido apresentados na literatura geofísica. Recentemente um novo método de deconvolução do pulso foi desenvolvido no CPGG-UFBA que fornece resultados excelentes em muitas situações onde o método convencional de WL falha (Melo, 2007). A Fig. 4 ilustra a deconvolução de um traço sísmico real (Fig. 4a) com o método de WL (Fig. 4b) e o método iterativo (Fig. 4c). Nota-se que a deconvolução iterativa do sismograma real propicia uma melhor definição dos impulsos correspondentes às interfaces refletoras.
Fig. 4. Deconvolução de um traço sísmico real. Traço original em (a), resultado da deconvolução de WL em (b) e resultado da deconvolução iterativa em (c) (Melo, 2007).
A deconvolução também pode ser utilizada para a atenuação de reflexões múltiplas em dados marítimos (Lima e Porsani, 2003; Santos, 2002; Porsani e Ursin, 2007)
3.7 Correção de NMO
O procedimento utilizado na prática, para geração dos traços de afastamento nulo ou, equivalentemente, traço de incidência normal, pode ser entendido através do conceito de correção do sobre-tempo normal, ou NMO (do inglês normal move-out). A correção de NMO,
Pode ser demonstrado matematicamente que, para o caso de um refletor plano, a correção de NMO é proporcional ao afastamento fonte-receptor, é inversamente proporcional à velocidade ao quadrado e inversamente proporcional à profundidade do refletor (Yilmaz, 1987). Após a correção de NMO a família CMP é empilhada e o uso da velocidade inadequada prejudica seriamente a qualidade da seção zero-offset. O uso de uma velocidade menor ou maior, na correção de NMO, faz com que as reflexões fiquem sobre ou sub-corrigidas. Este efeito normalmente é corrigido com o silenciamento das amostras na região onde a amplitude está espalhada. Este exemplo mostra a importância da velocidade na geração da seção sísmica final. A velocidade é o parâmetro mais importante do processamento de dados sísmicos.
No caso de refletores mergulhantes, as velocidades utilizadas para se efetuar a correção de NMO são superiores às velocidades observadas no caso de refletores horizontais (Levin, 1971). Neste caso é aplicada a correção DMO (do inglês, dip move-out). O objetivo básico do método DMO é corrigir, nos dados sísmicos as distorções ocasionadas pela presença de refletores mergulhantes, transformando as seções de afastamento não nulo em seções de afastamento nulo (Silva e Porsani, 2004)..
3.8 Análise de velocidades
O conhecimento das velocidades das camadas de sub-superfície é de importância fundamental para a correção de NMO e, consequentemente, para a geração da seção sísmica empilhada. A qualidade final da seção sísmica assim obtida depende diretamente de quão bem os eventos refletidos são horizontalizados pela correção de NMO.
Um método prático para determinação das velocidades, porém computacionalmente dispendioso, consiste em submeter um único CMP a várias correções de NMO utilizando velocidades constantes. As velocidades são escolhidas dentro de um intervalo assumindo valores discretos. Os CMPs corrigidos de NMO são justapostos seguindo a ordem crescente (ou decrescente) das velocidades utilizadas. Desta forma no eixo horizontal estarão representadas as velocidades e no eixo vertical o tempo. Neste painel de CMPs corrigidos, cada evento refletido é inspecionado à procura da velocidade que melhor horizontaliza a reflexão. Desta forma constroem-se, manualmente, uma tabela dos valores de velocidade versus tempo (Yilmaz, 1987).
Os valores de velocidades nos tempos intermediários são interpolados, completando-se a análise de velocidades do CMP. A função velocidades assim obtida horizontalizará os refletores de interesse propiciando a melhor resolução no empilhamento do CMP. O método de correção de NMO com velocidade constante é particularmente útil em áreas de geologia complexa, permitindo ao intérprete escolher as velocidades que melhor assegurem a continuidade das reflexões na seção sísmica empilhada.
3.9 O espectro de velocidades
O método para obtenção do espectro de velocidades pode ser descrito como segue. Tomemos um conjunto discreto de velocidades, {v1, ..., vN}, com incremento constante. Efetuando-se a correção de NMO com velocidade constante, conforme descrito anteriormente, e empilhando o CMP corrigido obtemos N traços empilhados. A justaposição destes na ordem crescente das velocidades dará origem ao espectro de velocidades (Tanner e Koehler, 1969). As amplitudes máximas do espectro de velocidades ocorrem associadas às reflexões e as
velocidades a serem utilizadas no empilhamento podem ser determinadas diretamente no eixo horizontal das velocidades. Outra importante aplicação do espectro de velocidades é na discriminação entre reflexões primárias e reflexões múltiplas que possuem a mesma velocidade da reflexão primária, porém ocorre no(s) tempo(s) múltiplos da reflexão primária. Usualmente o espectro de velocidades é calculado utilizando medidas de coerência do sinal dentro de uma janela de tempo, ao longo da trajetória hiperbólica de reflexão (Neidel e Taner, 1971).
3.10 O Método de Empilhamento Sísmico CRS (do inglês Common Reflection Stack)
Trata-se de um método recente de imageamento sísmico que independe do macro-modelo de velocidades, o que não ocorre no método de empilhamento CMP. Três parâmetros cinemáticos das frentes de ondas hipotéticas, e a velocidade próxima à superfície, definem a superfície de empilhamento CRS (Hubral, 1983). O método de empilhamento CRS simula seções de afastamento nulo. Diferente do método CMP, que soma as amplitudes ao longo de uma curva hiperbólica, o método de empilhamento CRS soma as amplitudes ao longo de uma superfície hiperbólica. Como resultados adicionais o método CRS possibilita a determinação do modelo de velocidades a partir dos três atributos calculados. Estes parâmetros podem ser determinados de forma totalmente automática por meio de procedimentos de busca, envolvendo análise de coerência aplicada aos dados sísmicos (Mann et al., 1999; Jäger et al., 2001; Garabito et al., 2001).
Este método está em pleno desenvolvimento nos dias atuais e um grande acervo de programas para empilhamento CRS 2D e artigos técnicos estão disponíveis no endereço http://www-gpi.physik.uni-karlsruhe.de/pub/wit/HTML/Publications/Publications.html.
3.11 Migração de dados sísmicos
Até a década de 60 a migração era realizada de forma manual, sendo aplicada a horizontes escolhidos (Hagedoorn, 1954). Na década de 60 surgiram os primeiros métodos de migração baseados na equação da onda. A partir dos trabalhos de migração baseados na solução numérica da equação da onda apresentados por Jon Claerbout na década de 70 e seus colaboradores, a migração sísmica passou a ser um tema de grande interesse na geofísica de exploração de petróleo. A idéia básica de extrapolação de campo de ondas presentes nesses trabalhos foi posteriormente explorada pelos métodos de migração pós-empilhamento, conjuntamente com a idéia do refletor explosivo (Loewenthal et al., 1976). Outros métodos foram e continuam presentemente sendo desenvolvidos (Claerbout, 1985; Schneider, 1978; Stolt, 1978; Lowenthal et al., 1976; Pestana e Moreira, 2006; Aldunate e Pestana, 2006; Pestana e Stoffa, 2001).
No processamento dos dados sísmicos, a migração se refere a uma das etapas do processamento multicanal que tem como objetivo posicionar espacialmente e melhorar a focalização dos eventos sísmicos registrados. A migração é um processo de deconvolução espacial que move os eventos refletidos, ou seja, os dados sísmicos registrados em tempo, para suas corretas posições espaciais (Fig. 5). Além de colapsar as ondas espalhadas, também
profundidade. Além do posicionamento lateral e focalização, a migração realiza um ajuste das amplitudes e fases visando corrigir o efeito de espalhamento geométrico sofrido pela onda sísmica durante o seu processo de propagação.
Stolt (1978) e Gazdag (1978) foram os primeiros a usar a transformada de Fourier na solução da equação da onda e realizar a migração de dados sísmicos neste domínio. Os métodos de migração derivados a partir dessas soluções permitem extrapolar o campo de ondas através de simples deslocamentos ou rotações de fase, com operadores de extrapolação exatos. Assim, o processo de extrapolação no domínio frequência-número de onda (f-k) é estável e a dispersão numérica é minimizada. Além disso, todas as freqüências e números de ondas são migrados corretamente.
Na presença de variações laterais de velocidade a solução da equação da onda no domínio f-k não é exata. Para possibilitar a migração de meios com variação lateral de velocidade, duas alternativas são exploradas. A primeira, apresentada pela técnica PSPI
(Phase-shift Plus Interpolation) introduzida por Gazdaz e Sguazzero (1984), realiza a migração com
várias velocidades de referência em cada intervalo em profundidade e combina os resultados, através de um procedimento de interpolação, para obter a seção migrada. A segunda alternativa, a técnica Split-Step (Stoffa et al., 1990) baseia-se na decomposição da velocidade em uma velocidade de referência, constante dentro de cada nível de profundidade, e um pequeno termo de perturbação responsável pelas variações laterais de velocidade em cada intervalo de extrapolação em profundidade. Apesar das suas limitações teóricas, essa última técnica tem sido aplicada mesmo em meios com fortes contrastes de velocidade produzindo resultados bastante satisfatórios.
Devido a seu baixo custo computacional o imageamento em tempo tem sido aplicado mais rotineiramente na indústria do petróleo. Entretanto, em áreas complexas, por exemplo, em áreas onde as velocidades sísmicas variam fortemente, devido à presença de falhas ou uma intrusão de corpo salino, o imageamento em tempo não consegue produzir resultados de boa qualidade. Já o imageamento em profundidade, quando aplicado nessas áreas geologicamente complexas, apesar do seu alto custo computacional, tem conseguido melhor definir o posicionamento e a geometria de corpos alvos em sub-superfície. Vários exemplos, presentes na literatura geofísica, aplicada à exploração de petróleo, mostram a superioridade dos imageamentos em profundidade, com uma melhor definição de corpos salinos, em comparação com os resultados obtidos com o imageamento em tempo.
Entre os vários métodos de migração existem dois extremos, a migração Kirchhoff e migração reversa no tempo. Migração Kirchhoff é eficiente porque emprega uma aproximação de alta freqüência, mas somente pode resolver as variações de velocidades com comprimento de onda maior do que os da fonte sísmica. Por outro lado, a migração reversa no tempo é precisa, mas exige um alto custo computacional. Não requer nenhuma suposição de alta freqüência sobre os dados, e considera todas os tempos de chegada. Já as migrações implementadas no domínio da freqüência e número de onda são rápidas e capazes de migrar altos mergulhos. Para migrar meios com variação lateral de velocidade temos utilizado, com bastante sucesso, os métodos Split-Step e PSPI. E mais recentemente, no CPGG-UFBA, temos utilizado o método PSPI- SS que é uma composição desses dois últimos (Fig. 6).
Fig. 5. Seção sísmica antes da migração em (a) e após a etapa de migração, com a demarcação de falhas, em (b). Mesmos quando os mergulhos são pequenos a migração ainda consegue melhorar a qualidade dos dados.
Fig. 6– Seção migrada (modelo SISGEBEE-2a) com o método PSPI-SS.
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Milton J. Porani. Bacharel em Geologia pela USP, 1976. Licenciado em Geologia pela Faculdade de Educação da USP, 1977. Mestre em Geofísica pela UFPA, 1981. Doutor em Geofísica pela UFBA, 1986. Pós-doutorado em Geofísica, Institute for Geophysics at University of Texas at Austin, EUA, setembro/92 a outubro/93. De 1979 a 1982 desenvolveu atividades de pesquisa ligadas aos projetos de prospecção de água subterrânea na Ilha de Marajó e Serra de Carajás. De 1986 até o presente é Pesquisador do CPGG/UFBA onde coordena o Programa de Exploração de Petróleo. Em 1990 foi contratado pela UFBA mediante concurso público para professor do Departamento de Geologia e Geofísica Aplicada do IGEO. Desde 2000 é professor Titular na matéria Exploração de Petróleo. Pesquisador do CNPq 1A. Tem atuado no de desenvolvimento de métodos e algoritmos de filtragem e processamento de dados sísmicos e na inversão de dados sísmicos e elétricos.
Reynam C. Pestana é graduado em Física (UFBA/1983) e Doutor em Geofísica pela UFBA, 1988. Pós-doutorado em Geofísica no Instituto de Geofísica da Universidade de Karlsruhe (Alemanha), 1989-1991, e de 1998-1999 no Instituto de Geofísica da Universidade do Texas em Austin. De 1988 até o presente é pesquisador do CPGG/UFBA, atuando no Grupo de Geofísica de Exploração de Petróleo. Desde 2006 é Professor Associado I do Departamento de Física da Terra e do Meio Ambiente do Instituto de Física e da Pós-graduação em Geofísica da UFBA. Tem atuado no desenvolvimento de métodos e algoritmos de processamento e imageamento sísmicos. Mais recentemente suas pesquisas envolvem técnicas de migração de dados sísmicos decompostos em ondas planas. É membro da SBGf e da SEG.
